12MW汽轮发电机组技术协议解析Word文档格式.docx
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设计规模：
项目1期建设2×
300t/d炉排炉+1×
12MW凝汽式汽轮发电机组。
焚烧炉形式：
机械炉排炉
焚烧炉数量：
2台
单台焚烧炉处理垃圾能力：
300t/d
生活垃圾设计低位热值：
6280kJ/kg
余热锅炉及参数：
额定过热蒸汽压力：
4.0MPa
额定过热蒸汽温度：
400℃
额定蒸发量：
23.5t/h
烟气处理方式：
半干法＋活性炭喷射+袋式除尘器
汽轮机额定功率：
12MW/套
发电机组额定功率：
12MW/套
汽轮发电机组数量：
1套
年累计运行时间：
8,000h/a（正式投运后）
全厂整体合理使用寿命：
30a
1.2工程建设条件
1.2.1位置与气象条件
**位于**，为**地带，地跨东经100°
35′-101°
48′、北纬**之间。
东**，南连**，西与**接壤，北同**毗邻。
**人民政府驻[**，。
**地势西北高，东南低，从西北向东南倾斜，海拔2916米；
最低点海拔691米。
干湿季分明，雨热同季；
日照充足，霜期较短，冬季降水偏少。
年降雨量为864毫米，年均气温为15.61.2.2地质条件
抗震设防烈度为：
7度，第三组，设计基本地震加速度值为：
0.15g。
1.2.2供水条件
厂区发电厂生产、消防给水水源地表水。
1.2.5压缩空气供应（暂定）
压力0.6～0.8MPa
压力露点（工艺用气）2℃
压力露点（仪表用气）－40℃
最大残油量<
0.01mg/m3
最大粉尘<
0.01μm
1.2.6电力供应
待具体地点确定后提供。
第2章总体要求
2.1标准和规范
汽轮发电机系统的设计、制造、施工、安装、调试、试验及检查、试运行、考核、最终交付等符合中国相关的法律及规范，以及最新版的ISO和IEC标准。
对于标准的采用符合下述原则：
—采用的标准不能低于中国标准，否则按照中国标准执行。
—与安全、环保、工业卫生、消防等相关的事项必须执行中国国家及地方关法规、标准。
—设备的设计、制造、安装、调试、检验、性能试验等执行国家标准。
—建筑、结构、采暖通风及空调工程执行国家标准（GB）、电力行业标准（DL）或其它相应的行业和地方标准。
—卖方提交设备的设计、制造、施工、安装、调试指导、试验及检查、试运行、考核、最终交付中采用的所有标准、规定及相关标准的清单。
在合同执行过程中采用的标准需经买方确认。
―工程联系文件、技术资料、图纸、计算、仪表刻度和文件中的计量单位为国际计量单位（SI）制。
厂界噪声标准执行《工业厂界噪声标准》（GB12348-2008）中的Ⅱ级标准，对建筑物的直达声源噪声控制，符合现行《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87）的有关规定。
即：
工房内噪声值：
距声源1米处≤90dB（A）
厂界噪声值：
白天≤60dB（A）
夜间≤50dB（A）
在距声源1m处检测，设备噪声值低于90dB（A）。
2.2系统的总体要求
（1）汽轮机为中压、中温、单缸、凝汽式。
带有三级不可调整抽汽，配有三相50HZ空冷发电机及其附属设备组成一套汽轮发电机组。
（2）电厂采用机炉电集中控制方式，包括对全厂各辅助系统的控制。
因此要求汽轮机具有高可控性、可靠性及运行的灵活性，采用电液调速，汽轮机满足焚烧炉垃圾热值变化引起的负荷变化的需要。
（3）汽轮发电机组不参与电网调峰。
（4）汽轮发电机组共1套。
汽机的主凝汽器作为备用的旁路凝汽器，主凝汽器内设置有旁路二级减温减压器由卖方设计、供货。
旁路二级减温减压器蒸汽入口参数Q=60t/h、P=0.6MPa（a）、t=165℃，减温水采用凝结水。
（5）凝汽器冷却方式：
拟采用机力通风冷却塔循环水系统。
（6）汽轮发电机组室内布置，运转层标高为+7.0m（暂定）。
（7）汽轮机热力循环
1）汽轮机具有三级非调整抽汽，一级供给蒸汽—空气预热器，预热焚烧炉一、二次风，用气量为4.8t/h。
二级供给除氧器，除氧器工作参数定为：
压力约0.27MPa（a），温度130℃。
三级抽汽供给低压加热器，不设高压加热器。
表2-1THA工况时参考参数如下：
抽汽级数
流量
t/h
压力
MPa（a）
温度
℃
允许的最大汽量t/h
第一级（至空预器）
4.8
1.266
288.2
——
第二级（至除氧器）
3.59
0.4594
199.2
第三级（至低加）
4.62
0.0757
92.1
注：
上表为参考数值，具体由设备厂家填写。
2）正常工况：
垃圾焚烧炉余热锅炉产生的蒸汽进入汽轮机做功后排入凝汽器，主凝结水由凝结水泵经轴封冷却器、低压加热器进入除氧器，除氧后经给水泵送入各余热锅炉的省煤器。
3）当汽轮机故障停机时，按“停机不停炉”的原则，此时的蒸汽除满足焚烧炉空气预热及除氧器加热用汽外，其余蒸汽通过旁路减温减压器减温减压后排入凝汽器。
4）当余热锅炉检修时。
除氧器及焚烧炉一、二次风加热用汽由运行的汽轮机非调整抽汽及主蒸汽减温减压后供给。
5）当电网停止供电或发生故障时，要求汽轮发电机组临时孤网带厂用电负荷（25%左右）连续运行。
6）卖方需提供本机组各种运行工况（至少包括进汽量47t工况、100%、75％、50％、30％及采暖工况）的热平衡图。
2.3材料、阀门、振动、防火的要求
2.3.1材料要求
1）根据技术要求选择适用的汽机本体及辅助制造材料是制造厂家的责任。
按有关国标或有关制造厂选用的标准（如ASTM，AISI，ASME，SAE等标准）标出材料型号，当没有这些牌号时，标明材料制造厂家，材料的物理特性、化学成份。
2）卖方提供材料检验记录的副本。
3）汽轮机零部件的材料要求：
不同的使用场合，按照压力、温度、抗冲击强度、硬度、抗腐蚀性能等的要求，合理选用材质制造，卖方在标书中加以说明。
2.3.2随机供应的阀门要求
1）本标书包括了汽机本体及附属设备所使用的各种阀门，卖方提供的配用阀门均符合国标。
2）阀门的选用等级及工作参数应根据所提供的运行工况，符合系统设计要求及相关法规和标准。
3）所有阀门及附件都操作灵活，开启、关闭速度稳定。
4）用于压力表的一次门是与其压力相对应的针型阀，水位仪表的一次门应用与其压力相对应的闸阀，以便于清洗水位计和连接管。
就地排气或疏水阀是塞形阀和球型阀。
对压力较高的疏水管和仪表管使用的一次门，设有两只隔绝阀。
5）所有阀门电动装置，选用有成熟的运行经验的产品，保证其可控性和可靠性，并提供该装置的接线图和特性曲线。
6）所有控制用调节阀，均提供装置的接线图、调节特性曲线及配备有关附件，并提供调节特性参数表和设备图纸。
7）用于油系统的阀门采用符合国家有关标准钢质阀门（管道材质不锈钢、阀门材质不锈钢）。
8）为防止阀门在开启或关闭时过调，所有阀门都设置行程限制器，手动阀门除外。
9）每只阀门都带有指示开启和关闭方向的铭牌，还在阀门上明确标明介质流动方向。
对于“锁于开启位置”或“锁于关闭位置”的阀门，带有能将阀杆锁于开启或关闭位置的装置。
10）真空系统的阀门（真空阀）具有可靠的密封性。
11）抽汽管道上设有水控快速关闭的逆止阀。
12）凡是由于热力过程的需要，启动或停机时经常操作，安装位置工作条件很差，以及公称压力大于2.45MPa公称直径大于300mm的阀门，公称压力小于0.98MPa公称通径大于600mm的阀门，均设有电动操作机构。
13）汽机本体的所有节流件由卖方设计供货。
14）卖方提供的抽汽逆止阀特别注意执行机构的灵活性及关闭时间要求。
15）设备接口须配带反法兰及连接附件，法兰连接阀门须配带反法兰及连接附件。
阀门、法兰及法兰间的垫片选型原则如下：
a.油系统垫片须采用质密、耐油、耐热的材料，不选用塑料、橡皮垫和石棉纸垫；
汽水系统垫片采用不锈钢石墨缠绕垫片。
b.润滑油管道上的阀门及法兰附件、管件按比管道设计压力高一级压力等级选用，润滑油管道上的阀门选用明杆阀门，不选用反向阀门。
c.对于设计温度300℃及以下且PN≤2.5的管道，选用平焊法兰；
对于设计温度大于300℃或PN≥4.0的管道，选用对焊法兰。
16）卖方提供的电动阀门为一体化电动阀门，并附产品详细样本，包括供电类型，功率，端子接线图等。
2.3.3振动要求
汽轮机在额定转速稳定运行时，各轴承振动在垂直、水平、轴向上双振幅值不大于0.025mm，轴振相对位移双振幅值不大于0.08mm，汽机临界转速的振动最大不超过0.1mm。
临界转速避开额定转速的±
15%，制造厂在轴承及轴承座的适当部位，备有装设测量元件的设施。
2.3.4防火要求
1）汽轮机考虑必要的防火设备及防火措施。
2）油系统中的电机按火电厂标准配置。
2.4安装和检修要求
1）卖方随机提供用于拆卸、起吊、安装各项部件的专用工具。
2）在汽缸、壳上设置手柄，挂耳或其它装置；
重量超过20公斤的汽轮机零部件不适于用钢丝绳捆缚时，另配置起吊、卸放和支承装置，以便于安装和检修。
3）汽轮机端部汽封的结构能适当调整轴向间隙，径向汽封、隔板汽封的间隙能在检修更换时调整。
4）汽轮机汽缸等重要部件，设有用以进行部件金属材料性能试验的取样部位。
5）在各种运行工况下，与汽轮机本体部分连接的蒸汽管路所产生的推力，不影响汽轮机的安全运行。
6）汽轮机出厂时做到内部清洁，特别是汽缸内部、轴承箱、油箱、主辅机部套和油系统管道内彻底清理干净，并妥善防锈。
7）汽轮机有调整危急保安器动作转速的手孔。
2.5寿命要求
汽轮机的设计寿命不少于30年（不包括易损件），年运行小时数不低于8000小时，汽轮机易损件的设计寿命卖方在汽轮机供货技术条件中予以说明。
第3章汽轮发电机组技术要求
3.1系统概述
本工程余热利用系统主要由以下几个系统组成：
（1）主蒸汽系统
主蒸汽系统采用单母管制系统。
从余热锅炉来的过热蒸汽进入母管，再送至凝汽式汽轮机的主汽门或主蒸汽进入旁路减温减压器经减温减压后直接排入主凝汽器。
（2）抽汽系统
汽轮机共有三级非调整抽汽，一级供给蒸气-空气预热器，预热垃圾焚烧炉一、二次风；
二级供给除氧器；
三级供给低压加热器。
不设高压加热器。
回热系统按锅炉给水温度130℃设计。
（3）凝结水系统
汽轮机运行过程中，蒸汽在汽轮机中膨胀做功后，蒸汽排入凝汽器凝结成水，凝结水从凝汽器热井出来，经凝结水泵升压后，进入凝结水母管，经过轴封冷却器和低压加热器后再进入除氧器。
汽轮机解列后，经旁路减温减压装置后的蒸汽排入凝汽器凝结成水，凝结水从凝汽器热井出来，经水泵升压后，进入凝结水母管，并送入除氧器。
（4）给水除氧系统
高压给水系统采用单母管制系统。
每台给水泵出口管并入给水母管，由母管接出至锅炉的给水管，经给水调节后进入汽包。
余热锅炉给水接自给水母管（给水温度130℃）。
为了避免给水泵在启动和低负荷运行时出现汽蚀，在给水泵与除氧水箱之间设置给水再循环系统。
给水除氧采用中压旋膜式除氧。
除氧器的出力根据最大给水消耗量来选择。
除氧器水位调节，通过调节进除氧器的除盐水量实现。
除氧器温度通过调节除氧器加热蒸汽压力实现。
（5）疏水系统
汽轮机本体疏水系统由疏水管、阀门和本体疏水膨胀箱组成，确保启动和停机时，将汽缸、蒸汽室、主汽管及各阀门的凝结水疏走并回收利用，当不能回收利用时，及时排出，确保机组安全。
（6）排污系统
锅炉的连续排污率为1%，锅炉的所有部件和受热面管束均设有排水系统。
连续排污进入连续排污扩容器，二次蒸发后的蒸汽送入除氧器，用于锅炉的给水加热。
3.2汽轮机及辅助系统的基本参数和技术要求
3.2.1汽轮机基本参数及性能要求
3.2.1.1基本参数
12MW
汽轮机主汽阀前蒸汽压力：
3.8+0.2-0.2MPa
汽轮机主汽阀前蒸汽温度：
390+10-15℃
THA工况蒸汽流量：
60t/h
最大工况蒸汽流量：
64t/h
给水温度：
130℃
额定转速：
3000rpm
旋转方向：
从汽轮机端向发电机端看为顺时针
抽汽级数：
3级（蒸汽空气预热器+除氧器+低加）
设计冷却水温度：
27℃
最高冷却水温度：
33℃
额定工况排汽压力：
6.3kPa（冬季）
8.7kPa（夏季）
汽轮机额定功率时汽耗：
4.971kg/kW.h
汽轮机额定功率时热耗：
12129.1kJ/kW.h
使用寿命：
≮30年
3.2.1.2机组工况
1）额定功率（铭牌功率）工况（TRL）
汽轮发电机组能在寿命期内在表3-1所列条件下安全连续运行，发电机输出功率12MW（已扣除励磁所消耗的功率），此工况称为能力工况或铭牌出力工况（TRL）。
该工况为出力保证值的验收工况之一。
2）额定工况（THA）
汽轮发电机组能在寿命期内在表3-1所列条件下安全连续运行，发电机输出功率12MW（已扣除励磁所消耗的功率），此工况下热耗率作为汽轮机验收保证值。
3）最大连续功率工况（TMCR）
汽轮发电机组能在寿命期内在表3-1所列条件下安全连续运行，发电机输出功率12.3MW（已扣除励磁所消耗的功率），此工况称为最大连续功率工况，此工况称下功率为卖方的保证功率。
4）调节阀全开工况（VWO）
汽轮机发电机组能在寿命期内在表3-1所列条件下安全连续运行。
汽轮机阀门全开的进汽量不小于的额定功率（铭牌功率）工况（TRL）的105%，该进汽量不包含汽轮机的设计制造误差。
此工况为汽轮机进汽能力保证值的验收工况之一。
5）卖方必须在计算后填写如下表格数据，作为机组性能验收试验典型工况。
表3-1机组典型工况主要参数表
TRL
工况
T-MCR
VWO
THA
70%THA
50%THA
40%THA
30%THA
汽轮发电机组热耗值kJ/kWh
12374.2
12109
12937.3
12129.1
12324.9
12583.9
12941.1
14388.2
主蒸汽压力MPa（a）
3.8
主蒸汽温度℃
390
主蒸汽流量kg/h
61
64
60
44
33
27.5
19
排汽压力kPa（a）
8.7
6.4
6.6
6.3
5.3
5.2
5
4.9
排汽流量t/h
47.24
46.68
49.25
45.84
32.23
23.44
19.04
16.22
补给水率%
1
给水温度℃
130
122.4
1161.1
111.3
发电机功率kW
12036.3
12308.9
12071.2
8453.8
6061.8
4819.1
3604.7
相关参数详见附件中的热力系统平衡图。
3.2.1.3性能要求
（1）汽轮机基本性能符合DL/T892-2004《电站汽轮机技术条件》的规定。
（2）汽轮机组大修间隔期不小于4年。
（3）机组冷态、温态、热态和极热态的允许启动次数应满足：
冷态启动（环境温度20℃）次数200次
温态启动（停机8小时）次数1000次
热态启动（停机2小时）次数2000次
负荷变化率满足2.5%/min
特殊工况下满足25%负荷突变
（4）汽轮机组具有从各工况中的最大出力到允许最低运行负荷下连续运行的能力。
（5）当汽机负荷从100%甩至零时，汽轮机的控制系统具有自动控制汽轮机转速的能力，防止汽轮机超速跳闸。
（6）当机组做超速试验时，能在112%额定转速下短时间空载运行，这时任何部件都不超应力，各轴承振动也不超过允许值。
（7）汽轮机组具有下列负荷变化率。
a.定压运行≮5%额定工况汽轮机计算功率。
b.允许的阶跃负荷变化≮10%额定出力。
（8）卖方提供以下数据
a.新蒸汽参数异常条件下允许连续运行时间h和累积运行时间h。
如下表:
参数名称
限制值
主蒸汽压力
任何12个月周期内的平均压力
≤1.00Po
保持所述年平均压力下允许连续运行的压力
≤1.05Po
例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤12小时
≤1.20Po
主蒸汽温度
任何12个月周期内的平均温度
≤1.00t
保持所述年平均温度下允许连续运行的温度
≤t+8℃
例外情况下允许偏离值，但12个月周期内积累时间≤400小时
≤t+14℃
例外情况下允许偏离值，每次≤15分钟，但12个月周期内积累时间≤80小时
≤t+28℃
不允许值
>
t+28℃
b.新蒸汽压力变化范围为3.5~4.0MPa，温度允许变化范围为375~400℃。
（9）汽轮机允许在48.5-50.5HZ周波范围内连续运行，卖方提供在异常周波下运行时的周波限制值及相应的持续、累积运行时间限制。
如下表：
频率
允许运行时间
（Hz）
累计（Min）
每次（Sec）
51.5
30
51.0
180
49～51
连续运行
48
300
47.5
47
10
（10）汽轮机允许最低连续运行负荷3MW。
（11）卖方在随机提供的技术资料中提供机组在各种状态下启动时的启动曲线及正常停机曲线。
（12）卖方提供汽轮机在环境条件异常或凝汽器冷却水系统故障时，机组仍能安全运行的最高允许排汽压力及排汽温度值。
（13）凝汽器真空降低规定：
机组负荷在70％额定负荷时，排汽压力不高于0.0053Mpa（a）。
机组负荷在50％额定负荷时，排汽压力不高于0.0052Mpa（a）。
机组负荷在30％额定负荷时，排汽压力不高于0.0049Mpa（a）。
（14）卖方提供汽轮机停用时的防腐措施。
3.2.2汽轮机技术要求
3.2.2.1一般要求
（1）汽轮机及所有附属设备是成熟的、先进的、且制造厂已有相同容量汽轮机及附属设备制造、运行的成功经验。
（2）汽轮机滑销系统保证长期运行灵活。
（说明：
本机组轴承座采用铸铁结构，含有石墨成分，能够产生一定的自润滑作用，所以不采用在运行中注入润滑剂的结构。
）
（3）汽轮机设计充分考虑到可能意外发生的超速进冷气、冷水、着火和突然振动。
防汽机进水的规定按国家相关标准执行。
（4）卖方对所有连接汽缸上的管道，提出作用力和力矩的范围要求，在管道设计不能满足要求的情况下，和设计院共同协商解决。
（5）卖方提供启动时防止汽缸过热的措施。
（6）汽轮机制造保证在启动和停机过程中其膨胀值、胀差和汽缸的变形都在允许的范围内，以保证机组启动和停机的灵活性。
汽轮机的滑销系统保证长期运行灵活。
（7）汽轮机轴系（包括联轴器螺栓）能承受发电机出口母线突然发生两相或三相短路、或单相短路重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩。
（8）汽轮机能在额定转速下空负荷运行，允许持续空负荷运行的时间，至少能满足汽轮机启动后用以进行发电机试验所需时间。
（9）卖方对不允许运行或不允许长期连续运行的异常工况在随机提供的使用说明书中有明确的规定。
3.2.2.2汽轮机转子及叶片
1）汽轮机转子彻底消除残余应力。
2）转子的临界转速符合相应规范的要求。
3）卖方提供各个转子的脆性转变温度的数值，并解释取得该数值的依据。
卖方力争降低转子的脆性转变温度，至少使其不影响机组启动灵活性。
4）转子推力瓦的位置标记，以便容易地确定转子位置。
5）叶片的设计是精确的、成熟的，能在允行的周波变化范围内安全运行。
6）低压末级及次末级叶片具有必要的抗应力腐蚀及抗水蚀措施，汽轮机设有足够的除湿用的疏水口。
7）用于把叶根紧固在轮缘上的销子有导向孔，供拆卸时钻孔之用。
8）叶根固定尺寸十分准确，具有良好的互换性，以便顺利互换备品叶片。
9）说明转子及叶片材料，提供转子重量、重心。
（见后面附表）
10）汽轮机转子在项目现场进行超速试验，超速实验按112%的额定转速进行，试验时需有买方参加，由设备厂家主导。
3.2.2.3汽缸
1）汽缸的设计能承受所有正常和事故情况下的负荷。
允许管道推力和力矩，以及温度引起的位移。
并使工作时的热应力最小。
2）汽缸上的压力、温度测点必须齐全，位置正确，符合运行、维护、集中控制和试验的要求。
3）汽缸端部汽封及隔板汽封应该有适当的弹性和推力间隙，当转子与汽缸偶有少许碰触时，可不致损伤转子或导致大轴弯曲。
4）汽缸铸件彻底消除残余内应力，保证汽缸结合面严密不漏气。
5）卖方提供汽缸铸件裂纹挖补、热处理的全部质量检测文件，汽缸铸件的同一部位挖补不允许进行两次。
6）卖方供汽轮机基架和地脚螺栓、垫铁及其图纸，并根据设计院提供的汽轮机基础数据修改核定地脚螺栓长度，对于汽轮机基础图纸，卖方核对于汽轮机有关的数据并进行书面会签。
7）提供下述设备、专用工器具或装置：
①汽缸喷水减温系统中全部设备（包括喷水管路及电磁阀）。
②保护整个汽轮机用的排汽隔膜阀（汽机供二片备用薄膜）及紧急跳闸装置。
③汽缸法兰螺栓的扳手及导杆和专用钢丝绳。
④揭缸时分开汽缸结合面的装置和措施。
3.2.2.4轴承及轴承座
1）汽轮发电机组各轴承的型式确保不出现油膜振荡。
各轴承的设计失稳转速为额定转速125%以上，具有良好的抗干扰能力。
卖方提供各轴承的失稳转速及对数衰减率。
2）检修时不需要揭开汽缸和转子就能将各轴承方便地取出和更换。
3）主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平、垂直方向进行调整，同时是自对中心型的。
4）任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过65℃，轴承回油管上有观察孔及温度计插座。
5）测量轴承金属温度使用埋入测温元件，并将该测温元件的接线引至汽轮机本体接线盒。
测温元件具有良好的抗震性能。
各轴承
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